диплом снеготаялка / E-CONGRESS-2010 part 2

РАЗДЕЛ VI • ПРОБЛЕМЫ ДОБЫЧИ, ПОДГОТОВКИ И ТРАНСПОРТИРОВКИ ЭНЕРГОНОСИТЕЛЕЙ НА ДАЛЬНИЕ РАССТОЯНИЯ

сти энергоснабжения и обеспечения природоохранных мероприятий­ выразятся соотношением:

где ЗЭТБ – приведенные затраты на производство электрической энергии и химических продуктов в энерготехнологической­ установке, руб./год; ЗКЭС – приведенные затраты на выработку заданного количества­ электроэнергии на конденсационной электростанции, сжигающей КанскоАчинский уголь, руб./год; ЗКХЗ – затраты на производство газа и химической продукции на коксохимическом заводе с учетом потребительских свойств продуктов, руб./год; Зрез – затраты в резервные энергетические установки, руб./год.

Аппроксимация экспериментальных и расчетных данных позволила получить зависимости приведенных затрат в системе от режимных параметров­ :

− от температуры разогрева твердого теплоносителя:

(5)

(6)

(7)

(8)

− от температурного уровня процесса пиролиза

(9)

(10)

(11)

Анализ зависимостей (6-11) показал, что изменение температурного уровня процесса пиролиза оказывает большее влияние на величину приведенных затрат в системе, чем температура разогрева твердого теплоносителя. В заданном интервале температур процесса окислительного­ пиролиза tn = 700-850 oС минимум приведенных затрат в системе приходится на режим с пара-

метрами tn =850 oС и tТТ =950 oС. Повышение величины Зсист при увеличении температуры разогрева теплоносителя вызвано увеличением затрат на энерготехнологическом блоке, связанных

с необходимостью снижения­ возрастающих тепловых потерь. Снижение же приведенных затрат­ системы при повышении температурного уровня процесса пиролиза­ объясняется тем, что повышается отпуск целевых химических продуктов от энерготехнологического блока, более экономичного по сравнению с коксохимическим заводом. При понижении температуры tn недоотпуск потребителям химической продукции приходится компенсировать­ за счет отпуска от КХЗ газа, смолы и сырого бензола, себестоимость которых выше, чем у продуктов, отпускаемых от ЭТК, что приводит к повышению приведенных затрат в системе.

Полученные при технико-экономической оптимизации значения режимных параметров хорошо согласуются с результатами термодинамической оптимизации, проведенной по ранее разработанной методике [2].

ЛИТЕРАТУРА

1.Гутчинский,Л.Ф.ИспользованиепродуктовтермоокислительногопиролизабурыхКанскоАчинских углей // Естественные и инженерные науки – развитию регионов Сибири: Материалы Межрегиональной научно-технической конференции. – Братск: ГОУ ВПО «БрГУ», 2006. – С. 45.

2.Семенов, С.А. Методика эксергетического анализа установки термоокислительного пиролиза твердого топлива /С.А. Семенов, Л.Ф. Гутчинский // Вестник ИрГТУ. – 2005. – №4(24). – С. 60-64.

369

МЕЖДУНАРОДНЫЙ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ КОНГРЕСС «ЭНЕРГЕТИКА В ГЛОБАЛЬНОМ МИРЕ» • 16–18 ИЮНЯ 2010 г. • РОССИЯ • г. КРАСНОЯРСК

ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ГОРЕНИЯ ИКЖТ (ИСКУССТВЕННОГО КОМПОЗИТНОГО ЖИДКОГО ТОПЛИВА) В ЦИКЛОННОМ ПРЕДТОПКЕ

А.И. Цепенок 1, Ю.В. Овчинников 2, Ю.В. Стрижко 1

1 ЗАО «КОТЭС-Наука», г. Новосибирск, Россия

2Новосибирский государственный технический университет, г. Новосибирск, Россия

Вработе представлены результаты исследования горения ИКЖТ (искусственного композитного жидкого топлива) в циклонном предтопке. Задача исследованияотработать конструкцию горелочного устройства для сжигания КИЖТ в промышленных котлах, определить основные характеристики горения ИКЖТ.

ИКЖТ представляет собой смесь кузнецкого каменного угля марки Д и воды в соотношении 60 %: 40 %, приготовленную при помощи диспергатора и кавитатора без добавления пластификаторов и других присадок.

Предтопок имеет форму цилиндра переменного диаметра, эскизно представленный на рисунке 1. При разработке предтопка в основу была взята конструкция мазутной горелки, разработанной Дальневосточным Техническим Университетом.

Рис. 1. Эскиз циклонного предтопка для сжигания ИКЖТ

Конструктивно предтопок условно разделен на три секции: камеру воспламенения, камеру основного горения и камеру дожигания. Секции имеют разный диаметр и длину. Камера дожигания имеет меньший диаметр по сравнению с камерой основного горения и, поэтому, является пережимом для первой, что должно обеспечить более длительное пребывание крупных частиц в зоне максимальных температур.

Ввод воздуха в предтопок производится тангенциально в первой и второй секциях. Всего по периметру секций имеется три равноудаленных тангенциальных ввода воздуха. На входе в камеру установлена вихревая горелка с центральной подачей первичного воздуха, оснащенная тангенциальным завихрителем. Растопка и разогрев камер осуществляется с помощью дизтоплива.

Для подачи ИКЖТ разработан и опробован на действующем проливочном стенде ряд форсунок.

370

РАЗДЕЛ VI • ПРОБЛЕМЫ ДОБЫЧИ, ПОДГОТОВКИ И ТРАНСПОРТИРОВКИ ЭНЕРГОНОСИТЕЛЕЙ НА ДАЛЬНИЕ РАССТОЯНИЯ

Для обеспечения надежного воспламенения и сгорания предтопок футерован огнестойким кирпичом, способным выдерживать температуру до 1500 oС. Предтопок можно считать адиабатическим, поскольку теплопроводность футеровки составляет порядка 1-3 Вт/м2 К.

В работе представлены результаты испытаний на действующем демонстрационном стенде, являющимся прототипом описанной выше установки. Общий вид предтопка и фотография его внутренней части показаны на рисунке 2.

Рис. 2. Общий вид предтопка и фотография его внутренней части

В работе представлены результаты моделирования процессов сжигания растопочного и основного топлива в программном комплексе Fluent.

По результатам моделирования растопочное топливо способно создать в предтопке благоприятные условия для воспламенения ИКЖТ (температура стенок на уровне 500-1200 oС, наличие застойной высокотемпературной зоны у корня факела).

Показана возможность сжигания ИКЖТ в циклонном предтопке, определено оптимальное распределение воздуха, поля температур в осевом и поперечном сечениях, концентрации кислорода, летучих и оксидов азота. Определена эмиссия оксидов азота при сжигании ИКЖТ, составляющая 260 мг/нм3, и степень выгорания топлива на выходе из предтопка, равная 91 %.

Данные по натурным испытаниям сопоставлены с результатами компьютерного моделирования и показывают их принципиальную сходимость.

Результаты выполненных исследований использованы для проекта перевода мазутных котлов КВГМ-35 на сжигание водоугольного топлива.

371

МЕЖДУНАРОДНЫЙ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ КОНГРЕСС «ЭНЕРГЕТИКА В ГЛОБАЛЬНОМ МИРЕ» • 16–18 ИЮНЯ 2010 г. • РОССИЯ • г. КРАСНОЯРСК

ЭЛЕКТРО-ГИДРОИМПУЛЬСНЫЙ МЕТОД ПОЛУЧЕНИЯ ВОДОУГОЛЬНОГО ТОПЛИВА

В.Б. Кашкин, А.В. Юрьев, А.А. Щитников

ФГОУ ВПО «Сибирский федеральный университет», г. Красноярск, Россия

В соответствии с энергетической стратегией России на период до 2020 г. предусмотрена разработка и внедрение оборудования для производства и транспортировки водоугольного топлива. Водоугольное топливо (ВУТ) применяется в качестве замены газа и/или мазута на котельных и тепловых агрегатах ТЭС. Наибольшее распространение ВУТ получило в Японии и Китае, технология позволит снизить стоимость и улучшить качество топлива. Благодаря практически полному выгоранию частиц угля в ВУТ вредные газообразные выбросы в атмосферу минимальны и сопоставимы с выбросами при сжигании газа [ 1 ] (табл. 1).

Водоугольное топливо производится путём последовательного измельчения угля до фракции приблизительно 200 мкм и меньше и смешения с водой. В зависимости от марки исходного угля содержание угля в ВУТ составляет от 57 до 70 % (по массе). ВУТ производится из каменного угля различных марок и бурых углей. Низкая температура воспламенения ВУТ (450-650 °С) позволяет эффективно поддерживать горение угля в топке по сравнению с традиционным пылеугольным сжиганием. Транспортировка ВУТ возможна по трубопроводам, что снижает издержки по транспортировки топлива до потребителя [1]. Оптимальные параметры ВУТ приведены в таблице 2.

Обычно для приготовления ВУТ необходимо предварительное дробление исходного угля до фракции 10-12 мм, далее осуществляется помол дробленого угля. Механический помол на мельницах связан со значительными энергозатратами. Более эффективны мокрые методы помола, использующие кавитационную технологию получения ВУТ (КаВУТ) и гидроударную технологию (ГУУМП) [2]. Еще эффективнее электрогидроимпульсная технология (ЭГД), разрабатываемая в Сибирском федеральном университете и не требующая предварительного дробления (табл. 3).

Технология ЭГД основана на электро-гидроимпульсном эффекте Юткина [3]. В камеру, наполненную водой, помещается уголь, между электродами разрядника в жидкой среде происходит высоковольтный пробой, за время порядка 100 мкс протекает ток в несколько десятков кА,

372

РАЗДЕЛ VI • ПРОБЛЕМЫ ДОБЫЧИ, ПОДГОТОВКИ И ТРАНСПОРТИРОВКИ ЭНЕРГОНОСИТЕЛЕЙ НА ДАЛЬНИЕ РАССТОЯНИЯ

в межэлектродном пространстве испаряется вода, образуя в небольшом объеме облако перегретого пара давлением до ста тысяч атмосфер. Гидроудар разрушает уголь, образуется водоугольная суспензия. Размер фракций может регулироваться путем изменения параметров импульсов.

С использованием технологии ЭГД разработан и изготовлен макетный образец установки для получения ВУТ. Установка содержит два реактора цилиндрической формы диаметром 200 мм. В первом из них осуществляется дробление угля на фракции 2 мм, во втором – на фракции 200 мкм и менее. Данная технология отличается низким энергопотреблением и стоимостью, за счет немеханического измельчения угля обеспечивается высокая надежность работы установки. В процессе измельчения отсутствует легковоспламеняемая угольная пыль и шум, характерные при классических способах получения водоугольного топлива.

Ключевым элементом макетного образца является оригинальный генератор сильных импульсных токов. Использование тиратронов на парах меди позволило осуществлять точную регулировку длительности и периода повторения импульса и регулировку крупности частиц угля.

Эксперименты показали, что для разрушения угля марки Б1 массой 2.2 кг требуется 0,0347 кВт/ч электроэнергии, что при пересчете на 1 т угля составляет 1,7 кВт/ч и обеспечивает снижение стоимости ВУТ на 30 %.

ЛИТЕРАТУРА

1.Ризун А.Р., Голень Ю.В., Денисюк Т.Д. (Институт импульсных процессов и технологий НАН Украины, г. Николаев) Электроразрядная дезинтеграция бурого угля для изготовления водноугольного топлива.

2.Морозов А.Г. Гидроударные технологии в производстве водоугольного топлива. http:// www.tpribor.ru/gidroudteh.html

3.Юткин А.Л. Электрогидравлический эффект и его применение в промышленности: -Л.: Машиностроение, 1966, с. 253

373

МЕЖДУНАРОДНЫЙ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ КОНГРЕСС «ЭНЕРГЕТИКА В ГЛОБАЛЬНОМ МИРЕ» • 16–18 ИЮНЯ 2010 г. • РОССИЯ • г. КРАСНОЯРСК

КОМПЛЕКСНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКИХ СИСТЕМ ДОБЫЧИ, ПЕРЕРАБОТКИ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ И ДАЛЬНЕГО ТРАНСПОРТА ЭНЕРГОНОСИТЕЛЕЙ

А.М. Клер, Э.А. Тюрина

Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, г. Иркутск, Россия

Внастоящее время ряд крупных инвестиционных проектов связан с добычей, переработкой и дальним транспортом энергоносителей в различные регионы России и на экспорт. Здесь имеется в виду переработка с целью получения энергоносителей, имеющих более высокие потребительские свойства и меньшие затраты на транспорт. Реализация таких проектов требует создания технических систем, состоящих из взаимосвязанных объектов по добыче, переработке

итранспорту энергоносителей. Часто для оптимизации технических решений, оценки экономической и коммерческой эффективности требуется рассматривать весьма сложные технические системы, реализующие некоторую совокупность инвестиционных проектов, поскольку отдельные проекты используют ресурсы одного месторождения, ориентированы на общий рынок энергоносителей или имеют общие ветви транспортных систем. В настоящее время комплексное исследование технических систем добычи, переработки и транспорта энергоносителей (ТСДПТЭ) производится, как правило, на основе линейных математических моделей и линейных методов оптимизации. Между тем ряд важных технологических процессов, протекающих в различных элементах ТСДПТЭ и оказывающих значительное влияние на оптимальное решение, описывается нелинейными зависимостями. В первую очередь, это зависимости: между расходом перекачиваемой по трубопроводу среды и затратами энергии на ее перекачку и требуемой мощностью перекачивающих станций; между объемом передаваемой по линии электропередачи энергии и потерями энергии в линии; между суммарным с начала эксплуатации отбором газа от месторождения, пластовым давлением и текущей производительностью газовых скважин.

Другой важной особенностью задач оптимизации ТСДПТЭ является то, что капиталовложения, эксплутационные издержки, максимальная производительность и другие техникоэкономические характеристики достаточно точно известны только для конечного числа типоразмеров оборудования, а в «промежуточных» точках между этими типоразмерами отсутствуют. Это затрудняет использование при исследовании наиболее развитых методов анализа систем с непрерывными параметрами.

Извышесказанногоследует,чтоприоптимизацииТСДПТЭдолжныучитыватьсянелинейныйхарактер технологических процессов и дискретный характер некоторой части технико-экономической информации. Кроме того, необходимым требованием к подобным задачам является рассмотрение развития ТСДПТЭ в динамике с выделением нескольких расчетных интервалов времени.

Всилу сложности комплекса технических объектов, который необходимо рассматривать при исследовании ТСДПТЭ и обусловленного этим большого числа параметров, подлежащих выбору, и большого числа ограничений, требующих учета, получение приемлемых (технически допустимых и достаточно близких к оптимальным) решений на основе анализа результатов многовариантных расчетов представляется малоэффективным. Здесь требуется проведение оптимизационных расчетов, которые сводятся к решению нелинейных задач математического программирования, а также использование специальных методов моделирования, отличающихся от традиционных методов построения линейных моделей.

С нашей точки зрения, для таких задач весьма эффективными могут быть успешно развиваемые в ИСЭМ СО РАН на протяжении нескольких десятилетий методы математического моделирования и оптимизации теплоэнергетических установок и других сложных технических систем непрерывного действия. Они позволяют автоматически формировать весьма сложные нелинейные математические модели и решать задачи математического программирования достаточно большой размерности.

Целью данной работы является разработка подхода к исследованию ТСДПТЭ на основе нелинейных математических моделей и нелинейных методов оптимизации.

Внастоящее время в ИСЭМ СО РАН создан набор нелинейных математических моделей элементов ТСДПТЭ. При создании этих моделей необходимо было, с одной стороны, отразить основные процессы, влияющие на оптимальные решения по отдельным объектам и системе в целом, а с

374

РАЗДЕЛ VI • ПРОБЛЕМЫ ДОБЫЧИ, ПОДГОТОВКИ И ТРАНСПОРТИРОВКИ ЭНЕРГОНОСИТЕЛЕЙ НА ДАЛЬНИЕ РАССТОЯНИЯ

другой стороны, не создавать модели излишне подробными, требующими задания слишком большого объема исходной информации. На примере оптимизации в динамике достаточно сложной системы, включающей четыре месторождения природного газа, двенадцать участков трубопроводной сети, два предприятия по переработке природного газа в метанол и электроэнергию и семь потребителей энергоносителей, проиллюстрированы возможности предлагаемого методического подхода и разработанных математических моделей элементов ТСДПТЭ и системы в целом.

МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕПЛОМАССОПЕРЕНОСА ПРИ ПОДЗЕМНОЙ ГАЗИФИКАЦИИ УГЛЯ

Г.В. Кузнецов, А.Н. Субботин

Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия

Технология подземной газификации угля (ПГУ) – нетрадиционный способ разработки угольных месторождений, открывающий новые возможности в отработке угольных пластов со сложными горно-геологическими условиями залегания [1]. Все технологические операции по газификации угольного пласта осуществляются с земной поверхности, без применения подземного труда работающих, а разработка месторождения происходит экологически приемлемым способом [1].

В настоящее время практически во всех крупных угледобывающих странах мира резко возрос интерес к подземной газификации угля. Интенсивные работы исследовательского и практического характера проводятся в Китае, где в последние годы построено несколько промышленных станций подземной газификации угля, в Австралии, где в 2003 году построено крупное предприятие данного профиля [2]. Проявляется активный интерес к этой технологии в России и таких странах, как Индия, КНДР, Южная Корея и многих других. Но, несмотря на перспективность рассматриваемой технологии ПГУ, известны немногочисленные примеры её практической реализации. Это обусловлено в первую очередь отсутствием теории процессов тепломассопереноса в угле при его газификации под землей. Выбор основных технологических режимов реализации ПГУ невозможен путем только экспериментальных исследований рассматриваемого процесса. Необходимо создание теории процесса ПГУ на базе математических моделей, учитывающих комплекс основных процессов тепломассопереноса, протекающих при подземной газификации.

Физическая постановка задачи

Возможны различные технологические схемы реализации технологий ПГУ. В качестве примера выбрана одна из простейших. Рассматривается угольный пласт глубиной H, в котором пробурена скважина и введена труба. Через отверстия на боковой стенке у нижней или верхней поверхности угольного пласта подается, подогретый до температуры Т0 сухой или влажный воздух. Через отверстия на боковой поверхности внешней трубы, образовавшиеся газы выводятся из угольного пласта во внешнюю среду. Ставится задача определить состав газа, образующегося при газификации (на выходе из наружной трубы скважины) в зависимости от содержания водяного пара в дутье, температуры и давления газификации. Выявить определяющие гетерогенные и гомогенные реакции при тех или иных условиях газификации.

При прогреве, пиролизе и газификации типичных углей в зависимости от температуры процесса может протекать достаточно много различных реакций [4–8]. В предлагаемой постановке принималось, что рассматриваемый процесс газификации сопровождается реакциями

ν2M2 → ν′2M′2 , ν1M1 → ν′3M3 + ν′4M4 + ν′5j M5j, С + О2 = СО2, 2С + О2 = 2СО,

С+ СО2 = 2СО, С + Н2О = СО + Н2, 2СО + О2=2СО2, 2Н2 + О2= 2Н2O, СH4 + О2=СО + H2 + Н2O.

Совокупность этих реакций будет определять состав образующегося газа, как в области газификации, так и на выходе из скважины.

Первое уравнение описывает процесс испарения воды (ν2M2)и превращения ее в пар (ν′2M′2), второе – процесс пиролиза твердого топлива. Твердое топливо разлагается на конденсированные и газообразные продукты пиролиза.

375

МЕЖДУНАРОДНЫЙ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ КОНГРЕСС «ЭНЕРГЕТИКА В ГЛОБАЛЬНОМ МИРЕ» • 16–18 ИЮНЯ 2010 г. • РОССИЯ • г. КРАСНОЯРСК

Математическая постановка задачи

При постановке задачи принимается, что в угольном пласте отсутствуют неоднородности, а условия тепло – и массообмена, вдоль верхней и нижней поверхности не изменяются, тогда задачу целесообразно решать в цилиндрической системе координат. Начало координат расположено на оси трубы, ось направлена вдоль верхней или нижней границы угольного пласта, а ось от области подачи паровоздушной смеси вглубь пласта. Учитываются испарение влаги, разложение угля, гетерогенные и гомогенные реакции записанные выше. Тогда система уравнений, моделирующая рассматриваемые процессы будет иметь вид [3]. Данная система включает в себя – законы сохранения массы исходного конденсированного вещества (угля), влаги, кокса и золы; уравнение сохранения массы газовой фазы, уравнения сохранения массы отдельных компонентов газовой фазы (кислорода, оксида углерода, диоксида углерода, водорода, метана, водяного пара); уравнение сохранения энергии; уравнение движения в форме Дарси в проекциях на оси координат r, z, уравнение состояния; соответствующие начальные и граничные условия.

Результаты численных исследований

При численном решении задачи вычислялись все характеристики газифицируемого топлива: распределения температуры, объемных долей влаги, конденсированных и газообразных продуктов пиролиза, массовых концентраций газообразных компонентов, давления, поля скорости. Теплофизические и кинетические константы для численных расчетов были взяты из работ [4-12]. В результате были установлены закономерности реализации различных схем процесса газификации (подвода тепловой энергии и паровоздушной смеси в слой угольного пласта). В качестве примера рассмотрены две схемы газификации: – зажигание и подача паровоздушной смеси в нижнюю часть пласта; подвод тепловой энергии и паровоздушной смеси в верхнюю часть пласта. Следует отметить, что концентрация горючего газа очень сильно зависит от концентрации водяного пара в дутье и температуры газификации. Разработанные модели и методы позволяют осуществлять прогностическое моделирование физико-химических процессов, протекающих при подземной газификации углей и разрабатывать технические решения и технологические схемы реализации этих решений.

ЛИТЕРАТУРА

1.Востриков А.А., Псаров С.А., Дубов Д.Ю., Федяева О.Н., Сокол М.Я. Газификация каменных углей водой при сверхкритических условиях // Химия твердого топлива. 2007. №4. С. 29–38.

2.Крейнин Е.В., Зоря А.Ю. Проблемы подземной газификации углей // Химия твердого топлива. 2009. №4. С. 22–26.

3.Субботин А.Н. О некоторых особенностях распространения подземного пожара // Инженерно-физический журнал. 2003. Т.76, №5. С. 159–165.

4.Голубкович А.В., Систер В.Г., Порев И.А., Чижиков А.Г. Расчет пиролиза растительных материалов в высоком слое // Промышленная энергетика. 2010. №1. С. 53–55.

5.Померанцев В.В. и др. Основы практической теории горения. Л.: Энергия, 1986. 309 с.

6.Щетинков Е.С. Физика горения газов. М.: Наука, 1965. 740 с.

7.Гагарин С.Г., Головин Г.С., Польмалиев А.М. Вещественный состав и реакционная способность фракций угля различной плотности // Химия твердого топлива. 2006. №1. С. 12–39.

8.Лаштван И.И., Фамешин П.Л., Дударчик В.М., Кожурин В.Н., Ануфриева Е.В. Пиролиз бурых углей Бриневского месторождения республики Беларусь // Химия твердого топлива. 2009. №3. С. 20–25.

9.Коновалова Ю.В., Трифанов В.Н., Гюльмалиев А.М., Гагарин С.Г., Султангузин И.А. Кинетика термической деструкции компонентов угольной шихты // Химия твердого топлива. 2004. №4. С. 3–16.

10.Краткий справочник физико-химических величин / Под ред. К.П. Мищенко, А.А. Равделя. Л.: Химия, 1967. 182 с.

11.Теплотехнический справочник. / Под ред. В.Н. Юренева, Н.Д. Лебедева. М.: Энергия, 1976. 896 с.

12.Варгафтик Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей М.: Наука, 1972. 720 с.

376

РАЗДЕЛ VI • ПРОБЛЕМЫ ДОБЫЧИ, ПОДГОТОВКИ И ТРАНСПОРТИРОВКИ ЭНЕРГОНОСИТЕЛЕЙ НА ДАЛЬНИЕ РАССТОЯНИЯ

Моделирование региональных систем газоснабжения

О.Н. Медведева, Н.Н. Осипова

ГОУ ВПО «Саратовский государственный технический университет», г. Саратов, Россия

Внастоящее время по сравнению с другими видами органического невозобновляемого топлива наиболее сервисными, экологическими и удобными в использовании являются на перспективу природный и сжиженный газы. К числу приоритетных направлений инженерного сервиса населенных пунктов относятся системы топливо-энергоснабжения, на долю которых приходятся наибольшие капиталовложения и расходы энергетических ресурсов.

важным резервом повышения экономичности региональных систем газоснабжения является оптимальная централизация последних на базе газораспределительных станций (ГРС) и газонаполнительных пунктов (ГНП) с последующей реализацией СУГ потребителю через баллонные и резервуарные установки. Оптимальное решение данных задач позволяет значительно сократить затраты в систему газоснабжения.

Какправило,количествонаселенныхпунктов,подключаемыхкоднойГРС(ГНП),принимается без должного экономического обоснования по соображениям технического (технологического) характера и не всегда учитываются географические, климатические, геологические особенности газоснабжаемой территории, местоположение населенных пунктов, объемы их газопотребления и другие немаловажные факторы. Результаты проведенных исследований показывают, что интервал радиуса действия ГРС и ГНП определяется минимумом интегральных затрат в систему, который

впервом случае определяется затратами в сооружение и эксплуатацию межпоселковых газопроводов, во втором случае – затратами в доставку газа потребителям. Результаты проведенных исследований [1,2] показывают, что интервал радиуса действия ГРС и ГНП определяется минимумом интегральных затрат в систему, который в первом случае определяется затратами в сооружение и эксплуатацию межпоселковых газопроводов, во втором случае – затратами в доставку газа потребителям. В реальном диапазоне изменения плотности населения на газоснабжаемой территории допустимый интервал изменения площади газоснабжаемой территории составляет 450-5000 км2, что соответствует площади большинства административных районов субъектов Российской Федерации.

Для решения поставленной задачи создан и используется программный комплекс, учитывающий проектные особенности населенных пунктов и систем газоснабжения. Такой подход обеспечивает не только экономические преимущества систем газоснабжения за счет их оптимальной централизации, но также создает благоприятные предпосылки по совершенствованию организационной структуры газораспределительной системы за счет закрепления ГРС и ГНП за соответствующими газовыми хозяйствами.

Вкачестве исходных данных для решения задачи оптимальной централизации газораспределительной системы принято:

–количество населенных пунктов на территории административного региона – n;

–годовое потребление газа Q1, Q2, ...., Qn, ...., Qi .

При этом годовые затраты по снабжению потребителей от ГРС и ГНП до i - го населенного пункта определяются зависимостью:

Зi = ƒ(li, Qi, di), (1)

где li − дальность доставки СУГ по автомобильным дорогам до i - го населенного пункта или длина i - го межпоселкового газопровода, км;

Qi − годовое потребление газа i -м населенным пунктом, т/год; di – диаметр i - го межпоселкового газопровода, см.

Моделирование производится путем нанесения на план территории административного района координатной сетки и фиксации координат потребителей газа: x1,y1, ….. xi,yi, …. хn,yn. координаты посадки ГРС и ГНП обозначаются через х и у.

377

МЕЖДУНАРОДНЫЙ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ КОНГРЕСС «ЭНЕРГЕТИКА В ГЛОБАЛЬНОМ МИРЕ» • 16–18 ИЮНЯ 2010 г. • РОССИЯ • г. КРАСНОЯРСК

Рис. 1. Расчетная схема задачи

Оптимальному решению задачи соответствует условие:

Минимум затрат целевой функции З определяется дифференцированием по управляющим параметрам x и y:

Решая полученную систему уравнений, находим оптимальные значения управляющих параметров (координаты местоположения ГРС и ГНП) xopt; yopt. Для решения поставленной задачи создан и используется программный комплекс, учитывающий проектные особенности населенных пунктов и систем газоснабжения.

Внедрение предлагаемого метода моделирования систем газоснабжения позволит, уменьшить конечную стоимость доставляемого продукта, а, следовательно, повысить эффективность систем энергоснабжения на базе природного и сжиженного газов.

ЛИТЕРАТУРА

1.Осипова Н.Н. Централизация региональных систем снабжения сжиженным газом. Материалы второй международной технической конференции/Теоретические основы теплогазоснабжения и вентиляции. М: МГСУ, 2007. С.322-327

2.Курицын Б.Н., Медведева О.Н. Выбор источника газоснабжения межпоселковых систем природного газа // Научно-технический журнал Инженерные системы, АВОК-Северо-Запад, №3, Санкт-Петербург: НПСЗ Центр Авок, 2007. С.82-84.

378